Отчет по практике: Устройство компрессорных станций

Кафедра: Технологии нефтехимических и углехимических производств

Отчёт о производственной практике на предприятии ООО «Газпром»

Выполнил: Шеков А.П.

С.-Петербург

2008

История этого ЛПУ МГ уходит в далёкие 70е года 20го века. С тех пор мало что изменилось. Строились новые сооружения только для рабочего персонала и складирования расходных материалов (красок, лаков, топлива, стройматериалов, запорной арматуры). Так же были реконструированы административное помещение и помещение работников газокомпрессорной службы.

Из приведённого ниже графика (рис. 1) видны перспективы развития газоперекачивающей промышленности.

Рис. 1 - Изменение среднесуточной подачи газа по месяцам года по газопроводам России в период 1985-1995 гг.

Данные рис. 1, отражают изменение среднесуточной подачи газа по месяцам каждого года, за весь рассматриваемый период их эксплуатации и свидетельствует о том, что в период 1985–1990 гг. из года в год увеличивался объём потребляемого газа в среднем на 100 млн. м³. Увеличение объёма перекачиваемого газа в этот период определялось главным образом за счёт ввода в эксплуатацию новых газопроводов. Одновременно с этим улучшались и удельные показатели по энергозатратам на транспорт газа, в частности сокращались удельные расходы топливного газа на нужды перекачки. Эти показатели приведены только для Российской федерации, не учитывая перспектив развития на западе и востоке. Из этого всего можно сделать вывод о дальнейшем благополучном развитии влиятельной Российской корпорации ООО «Газпром».

Административная схема управления:

Структура газокомпрессорной службы определяется в соответствии с типовой структурой филиала, нормативами численности руководителей, ИТР и рабочих, с учётом объёмов работ и особенностей производства. В структуры службы входят.

Начальник службы газокомпрессорной (1 единица) – производственно-хозяйственная деятельность начальника газокомпрессорной службы направлена на обеспечение заданного режима транспортировки газа от поставщиков, бесперебойного газоснабжения потребителей.

Инженер по ремонту (1 единица) – производственная деятельность инженера по ремонту направлена на обеспечение контроля выполнения правил техники безопасности, пожарной безопасности, производственных инструкций при проведении ремонтных и профилактических работ; своевременную разработку планов и графиков ремонтно-профилактических работ оборудования газокомпрессорной службы, проверок, испытаний, обеспечение выполнения утверждаемых планов и графиков.

Инженер по эксплуатации (1 единица) – производственная деятельность инженера по эксплуатации направлена на обеспечение выполнения правил техники безопасности, пожарной безопасности, производственных инструкций при эксплуатации оборудования и проведении профилактических работ; на обеспечение надёжной, экономичной и бесперебойной работы турбокомпрессорного, теплоэлектросилового, технологического и вспомогательного оборудования в заданном технологическом режиме.

Инженер смены (4 единицы) – производственная деятельность инженера смены направлена на обеспечение бесперебойной работы газоперекачивающих агрегатов и оборудования; осуществление оперативно-технического руководства за эксплуатацией газоперекачивающего оборудования, участков трассы магистральных газопроводов, газопроводов отводов и газораспределительных станций.

Машинист по эксплуатации технологических компрессоров (18 единиц).

4-го разряда – пять единиц; 5-го разряда – двенадцать единиц; 6-го разряда – одна единица

Основной сферой деятельности машиниста т/к является обслуживание, ремонт основного и вспомогательного оборудования, входящего в зону обслуживания газокомпрессорной службы.

Токарь (1 единица) – основной сферой деятельности является выполнение токарных работ.

Лаборант химического анализа (1 единица) – основная сфера деятельности – проведение анализа масла и проверка загазованности.

Маслу предъявляются следующие технические требования:

Проверка загазованности осуществляется лаборантом с помощью газометра каждый день, на территории ЛПУ и постоянно контролируется при проведении огневых работ на газопроводе.

Так же, каждую неделю осуществляется осмотр газопровода. С воздуха, при помощи вертолёта. А с поверхности, силами транспорта инженеров ЛЭС (линейно эксплуатационных сетей).

В их распоряжении имеется большое число спецтехники высшего уровня:

- передвижные краны (вышки);

- бульдозеры;

- тягачи (для транспортирования труб);

- автомобили для перевозки грузов («Урал», «КамАЗ», «КрАЗ»);

- передвижная кухня.

Кроме этого, ЛПУ использует служебный транспорт для развозки рабочего персонала на предприятие и обратно.

Медногорское ЛПУ МГ находится в холмистой местности уральских гор и обеспечивает газом близлежащие населённые пункты, а так же является частью проекта магистрали на Восток и Азию.

Устройство компрессорных станций

Назначение и описание компрессорной станции

Как известно, все основные месторождения газа расположены на значительном расстоянии от крупных потребителей. Подача газа к ним осуществляется по магистралям газопроводам различного диаметра. При движении газа из-за разного рода гидравлических сопротивлений по длине трубопровода происходит падение его давления, что приводит к снижению пропускной способности газопровода. Поэтому транспортировать газ в достаточном количестве и на большие расстояния только за счет естественного пластового давления нельзя.

Рис. 2 - Схема газопровода и изменения давления и температуры газа вдоль трассы

Для поддержания заданного расхода транспортируемого газа и обеспечения его оптимального давления в трубопроводе по трассе газопровода устанавливаются компрессорные станции (КС). Современная компрессорная станция это сложное инженерное сооружение, обеспечивающее основные технологические процессы по подготовке и транспорту природного газа. Принципиальная схема расположения КС вдоль трассы магистрального газопровода приведена на рис.2, где одновременно схематично показаны изменения давления и температуры газа между компрессорными станциями.

Как показывает схема рис.2, компрессорная станция неотъемлемая и составная часть магистрального газопровода обеспечивающая транспорт газа с помощью энергетического оборудования, установленного на КС. Она служит управляющим элементом в комплексе сооружений, входящих в магистральный газопровод. Именно параметрами работы КС определяется режим работы газопровода. Наличие КС позволяет регулировать режим работы газопровода при колебаниях потребления газа, максимально используя при этом аккумулирующую способность газопровода. На магистральных газопроводах различают три основных типа КС: головные, линейные и дожимные.

Головные компрессорные станции (ГКС) устанавливаются непосредственно после газового месторождения и предназначены они для поддержания необходимого давления технологического газа для его дальнейшего транспорта по магистральным газопроводам, когда в результате разработки газового месторождения пластовое давление в нём снижается.

Характерной особенностью ГКС является высокая степень сжатия на станции, обеспечиваемая последовательной работой нескольких газоперекачиваемых агрегатов (ГПА). На ГКС предъявляются повышенные требования к качеству подготовки технологического газа – очистке от механических примесей, осушке от газового конденсата и влаги, а так же удаления, при их наличии, побочных продуктов: сероводорода, углекислоты и т.д.

Линейные компрессорные станции устанавливаются на магистральных газопроводах, как правило, через 100-150 км. Назначением КС является компримирование поступающего на станцию природного газа, с давления входа до давления выхода, обусловленных проектными данными, для обеспечения постоянного и заданного расхода газа по магистральному газопроводу. Крупные магистральные газопроводы строятся в основном на давления Р=5.5 и 7.5 МПа.

Дожимные компрессорные станции (ДКС) устанавливаются на подземных хранилищах газа (ПХГ). Назначением ДКС является подача газа в подземное хранилище газа от магистрального газопровода и отбор природного газа из подземного хранилища (как правило, в зимний период времени) для последующей подачи его в магистральный газопровод или непосредственно потребителям газа. ДКС строятся также и на газовом месторождении при падении пластового давления ниже давления в магистральном трубопроводе. Отличительной особенностью ДКС от линейных КС является высокая степень сжатия 24, улучшенная подготовка технологического газа (осушители, сепараторы, пылеуловители), поступающего из подземного хранилища, с целью его очистки от механических примесей и влаги, выносимой с газом.

Около потребителей газа строятся также газораспределительные станции (ГРС), где газ редуцируется до необходимого давления (Р = 1,2; 0,6; 0,3 МПа) перед подачей его в сети газового хозяйства. На рис. 3 показана принципиальная схема компоновки основного оборудования компрессорной станции, состоящей из 3х ГПА.

Рис. 3 - Принципиальная схема компоновки основного оборудования компрессорной станции

В соответствии с рис. 3, в состав основного оборудования входят: 1 узел подключения КС к магистральному газопроводу; 2 камеры запуска и приема очистного устройства магистрального газопровода; 3 - установка очистки технологического газа, состоящая из пылеуловителей и фильтр сепараторов; 4 - установка охлаждения технологического газа; 5 - газоперекачивающие агрегаты; 6 - технологические трубопроводы обвязки компрессорной станции; 7 - запорная арматура технологических трубопроводов обвязки агрегатов, 8 - установка подготовки пускового и топливного газа, 9 - установка подготовки импульсного газа; 10 – различное вспомогательное оборудование; 11 - энергетическое оборудование; 12 - главный щит управления и система телемеханики, 13 - оборудование электрохимической защиты трубопроводов обвязки КС.

Оборудование и обвязка компрессорных станций (см. рис 3) приспособлены к переменному режиму работы газопровода. количество газа, перекачиваемого через КС, регулируется включением и отключением работающих газоперекачивающих агрегатов, изменением частоты вращения силовой турбины ГПА с газотурбинным приводом и т.п. Однако во всех случаях стремятся к тому, чтобы необходимое количество газа перекачать меньшим числом агрегатов, что приводит, естественно, к меньшему расходу топливного газа на нужды перекачки и, как следствие к увеличению подачи товарного газа по газопроводу.

Регулирование пропускной способности газопровода отключением работы отдельных КС при расчетной производительности газопровода обычно не практикуется из-за перерасхода энергозатрат на компримирование газа при такой схеме работы. И только в тех случаях, когда подача газа по газопроводу заметно снижается, сравнительно с плановой (например, летом), отдельные КС могут быть временно остановлены. Все ранее сказанное свидетельствует о том, что транспорт газа на большие расстояния представляет собой весьма сложную техническую задачу, от решения которой во многом зависит развитие газовой промышленности и экономики страны в целом.

Технологическая схема компрессорной станции

Компрессорная станция в зависимости от числа ниток магистральных газопроводов может состоять из одного, двух и более компрессорных цехов, оборудованных одним или несколькими типами ГПА. Как правило, каждый цех КС работает на свой газопровод. Из-за технологических соображений транспорта газов, компрессорные цеха могут быть соединены специальными перемычками, на входе и выходе станции.

Типовая технологическая обвязка компрессорного цеха предназначена для обеспечения приема на станцию транспортируемого по газопроводу технологического газа, его очистки от механических примесей и капельной жидкости в специальных пылеуловителях и фильтр-сепараторах, распределения потоков газа по газоперекачивающим агрегатам с обеспечением их оптимальной загрузки, возможности охлаждения газа после его компримирования перед подачей в газопровод, вывода цеха для работы на «стационарное кольцо» при пуске и остановке, а так же транзитного прохода транспортируемого газа по магистральному газопроводу, минуя КС. Кроме того, технологическая обвязка компрессорного цеха должна обеспечивать возможность сброса газа в атмосферу из всех его технологических газопроводов через специальные свечные краны.

В зависимости от типа центробежных нагнетателей, используемых на КС, различают две принципиальные схемы обвязок ГПА:

- схему с параллельной, коллекторной обвязкой, характерную для полнонапорных нагнетателей (применяется в Медногорском КС);

- схему с последовательной обвязкой, характерную для не полнонапорных нагнетателей.

Полнонапорные нагнетатели. Проточная часть этих нагнетателей сконструирована таким образом, что позволяет при номинальной частоте вращения ротора создать степень сжатия до 1,45-1,50, определяемую расчетными проектными давлениями газа на входе и выходе компрессорной станции.

Неполнонанорные нагнетатели. Проточная часть этих нагнетателей рассчитана па степень сжатия 1,231,25. В эксплуатации бывает необходимость в двух- или трехступенчатом сжатии, т.е. в обеспечении степени сжатия 1,45 и более. Последнее характерно в основном для станций подземного хранения газа. На рис.4 представлена принципиальная схема КС с параллельной обвязкой ГПА для применения полнонапорных нагнетателей. По этой схеме газ из магистрального газопровода с условным диаметром 1220 мм (Ду 1200) через охранный кран №19 поступает на узел подключения КС к магистральному газопроводу. Кран №19 предназначен для автоматического отключения магистрально газопровода от станции в случае возникновения каких-либо аварийных ситуаций на узле подключения, в технологической обвязке компрессорной станции, цеха или обвязке ГПА.

После крана №9 газ поступает к входному крану №7, также расположенному на узле подключения. Кран №7 предназначен для автоматического отключения компрессорной станции от магистрального газопровода. Входной кран №7 имеет обводной кран №7р меньшего диаметра, который предназначен для заполнения газом всей системы технологической обвязки компрессорной станции. Только после выравнивания давления в магистральном газопроводе и технологических коммуникациях станции с помощью крана №7р производиться открытие крана №7. Это делается во избежание газодинамического удара, который может возникнуть при открытии крана №7, без предварительного заполнения газом технологических коммуникаций компрессорной станции.

Рис. 4 - Принципиальная технологическая схема КС с параллельной обвязкой

Сразу за краном №7 по ходу газа установлен свечной кран №17. Он служит стравливания газа в атмосферу при производстве профилактических работ. Аналогичную роль он выполняет и при возникновении аварийных ситуаций на КС.

После крана №7 газ поступает к установке очистки, где размещены пылеуловители и фильтр сепараторы. В них он очищается от механических примесей и влаги.

После очистки газ по трубопроводу Ду1000, поступает во входной коллектор компрессорного цеха и распределяется по входным трубопроводам ГПА Ду700 через кран №1 на вход центробежных нагнетателей.

После сжатия в центробежных нагнетателях газ проходит обратный клапан, выходной кран №2 и по трубопроводу Ду1000 поступает на установку охлаждения (АВО газа). После установки охлаждения газ через выкидной шлейф по трубопроводу Ду1000, через выходной кран №, поступает в магистральный газопровод.

Перед краном №8 устанавливается обратный клапан, предназначенный для предотвращения обратного потока газа из газопровода. Этот поток газа, если он возникает при открытии крана№8, может привести к обратной раскрутке центробежного нагнетателя и ротора силовой турбины, что в конечном итоге приведёт к серьёзной аварии на КС.

Назначение крана №8, который находится на узле подключения КС, аналогично назначению крана №7. При этом стравливание газа в атмосферу происходит по ходу газа перед краном №8.

На узле подключения КС, между входным и выходным трубопроводами имеется перемычка Ду1200 с установленными на ней краном №20. Назначение этой перемычки – производить транзитную подачу газа, минуя КС в период се отключении (закрыты краны №7 и 8; открыты свечи №17 и 18).

На узле подключения КС установлены камеры приема и запуска очистного устройства магистрального газопровода. Эти камеры необходимы для запуска и приема очистного устройства, которое проходит по газопроводу и очищает его от механических примесей, влаги, конденсата. Очистное устройство представляет собой поршень со щетками или скребками, который движется до следующей КС в потоке газа, за счет разности давлений до и после поршня. На магистральном газопроводе, после КС, установлен и охранный кран №21, назначение которого такое же, как и охранного крапа №19. При эксплуатации КС может возникнуть ситуация, когда давление на выходе станции может приблизиться к максимальному разрешенному или проектному. Для ликвидации такого режима работы станции между выходным и входным трубопроводами устанавливается перемычка Ду 500 с краном №6А. Этот кран также необходим при пуске или остановке цеха или группы агрегатов при последовательной обвязке. При его открытии часть газа с выхода поступает на вход, что снижает выходное давление и увеличивает входное. Снижается и степень сжатия центробежного нагнетателя. Работа КС с открытым крапом №6А называется работой станции на «станционное кольцо». Параллельно крапу №6А врезан кран №6Ар, необходимый для предотвращения работы ГПА в помпажной зоне нагнетателя. Диаметр этого крана составляет 1015% от сечения трубопровода крапа №6А (-150 мм). Для минимально заданной заводом-изготовителем степени сжатия нагнетателя последовательно за краном №6А врезается ручной крап №6Д.

Рассмотренная схема технологической обвязки КС позволяет осуществлять только параллельную работу нескольких работающих ГПА. При таких схемах КС применяются агрегаты с полнонапорными нагнетателями со степенью сжатия 1,451,50.

Трубопроводная арматура

Анализ приведённой технологической схемы указывает на наличие большого числа трубопроводной арматуры (краны, вентили, обратные краны и т.д.) предназначенной для правления потоками газа. Краном принято называть запорное устройство, в котором подвижная деталь затвора, имея форму тела вращения с отверстием для пропуска газа, вращаясь вокруг своей оси перпендикулярно трубопроводу, перекрывает ноток газа. Эти краны могут иметь гидравлический, пневматический, пневмогидравлический и электрический вид привода. В ряде случаев, они могут иметь также и ручное управление. Запорные краны с шаровым затвором получили наибольшее распространение на магистральных газопроводах и используются на сепараторах, пылеуловителях, камерах пуска и приема очистных поршней, и свечных обвязках, узлах подключения КС, различного рода перемычках, обвязке газоперекачивающих агрегатов и т.д.

К задвижкам относятся разного рода запорные устройства, в которых проходное сечение для газа перекрывается за счет поступательного перемещения затвора в направлении, перпендикулярном движению потока транспортируемого газа. По сравнению с другими видами запорной арматуры, они имеют незначительное гидравлическое сопротивление при полностью открытом проходном сечении, просты в обслуживании и ремонте.

Заключение

В итоге можно однозначно сказать, что эта практика не прошла зря, и я смог применить свои полученные знания и узнать много нового из родственной нашей специальности области.

Список литературы

1.  Энергетика трубопроводного транспорта газа / под редакцией Казаченко А.Н.; Никишин В.Н., Коршаков Б.П. - М: изд. РГУ Нефти и газа им. Е.М. Губкина; 2001.

2.  Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов. М: изд. РГУ Нефти и газа им. Е.М. Губкина; 1999.